19. По результатом испытания (независимо от полученной при этом информации) начальник партии по испытанию составляет акт о проведенных работах на скважине, который подписывают буровой мастер (мастер по капитальному ремонту) и представитель недропользователя, согласно приложению 4 к настоящим Методическим рекомендациям. В акте дается предварительное заключение о результатах испытания.
20. Окончательное заключение по материалам испытания производитель работ выдает недропользователю в трехдневный срок после окончания работ на скважине, согласно приложению 5 к настоящим Методическим рекомендациям.
21. Документация по испытанию скважин передается недропользователем в банк данных для дальнейшего использования при геологическом изучении недр, при региональных геолого-геофизических исследованиях и разработке нефтегазоконденсатных месторождений.
4. Выбор объекта испытания
22. Выбор объекта испытания осуществляет геологическая служба недропользователя на основании всей информации по данному региону, рекомендаций по результатам проведения промыслово-геофизических работ в открытом стволе скважины.
23. К испытанию в процессе бурения рекомендуются горизонты, которые оцениваются как продуктивные или возможно продуктивные, по:
нефтегазопроявлениям, наблюдаемым у устья скважины при циркуляции бурового раствора;
насыщению нефтью образцов разбуриваемых пород (керна или шлама);
содержанию углеводородных газов в буровом растворе (газокаротаж);
результатам люминесцентного битуминологического анализа промывочной жидкости или шлама.
К испытанию в процессе бурения рекомендуются не только нефтегазонасыщенные пласты, но и водоносные объекты для оценки возможности использования пластовых вод при заводнении нефтяных залежей.
24. Пласты с различным характером насыщения (газ, нефть, вода), обнаруженные во вскрытом интервале, испытываются с селективным разобщением каждого пласта.
25. В скважинах, обсаженных эксплуатационными колоннами, объектами исследования с использованием спускаемых на трубах испытателей пластов являются перфорированные интервалы. В них работы проводят со следующими целями:
освоения объектов;
интенсификации добычи нефти посредством депрессионного и гидроимпульсного воздействия на пласт;
оценки качества цементирования скважины;
проведения длительных отборов пластового флюида путем пуска скважины в кратковременную эксплуатацию.
5. Подготовка ствола скважины и наземного оборудования к применению испытателей пластов на трубах
26. Перед спуском ИПТ необсаженная часть ствола скважины прорабатывается со скоростью не более 25 м/ч до забоя долотом номинального диаметра и промывается в течение не менее 1,5 циклов буровым раствором с целью ликвидации уступов, резких переходов, сальников и предотвращения возможных посадок инструмента при спуске ИПТ.
27. Характеристики бурового раствора соответствуют указанным в геолого-технологическом наряде и обеспечивают безаварийное нахождение ИПТ на забое в процессе испытания скважины (не менее 3-4 ч).
28. На буровой необходимо иметь запас раствора соответствующей плотности в объеме не менее двух объемов скважины, без учета объема раствора, находящегося в заполненной до устья скважине. Запас материалов и химических реагентов для регулирования плотности, водоотдачи, статического напряжения сдвига и вязкости раствора соответствует плану работ на испытание.
29. Буровое подъемное оборудование имеет достаточную приводную мощность для выполнения всех технологических операций: спуска, подъема, вращения и возвратно-поступательного движения инструмента в скважине.
30. Обвязка буровых насосов обеспечивает перекачку бурового раствора из запасных емкостей в доливную емкость для заполнения труб и затрубного пространства скважины. Циркуляционная система позволяет выполнять полную очистку и дегазацию раствора через вибросито и гидроциклоны.
31. Колонна бурильных труб рассчитана на прочность от смятия избыточным наружным давлением с коэффициентом К = 1,3 для стальных труб и К = 1,5 для труб из алюминиевого сплава (Д 16Т).
32. Перед спуском ИПТ проверяется и обеспечивается исправность спускоподъемного оборудования (вышки, талевой системы, лебедки, индикатора веса), системы гидравлической обвязки и противопожарного оборудования, освещения, дегазации притока, долива скважины и наличие регламентированного объема раствора и химических реагентов.
Проверяются на соответствие и целостность резьбовые соединения, обеспечивающие при спускоподъемных операциях герметичность бурильных труб и насосно-компрессорные трубы (далее – НКТ).
33. Буровая скважина имеет подъездные пути, обеспечивающие беспрепятственный подъезд к приемным мосткам лаборатории по испытанию пластов и транспорта по доставке ИПТ. Рабочая площадка у устья скважины, приемные мостки и подходы к ним освобождены от посторонних предметов, очищены от бурового раствора, смазочных материалов, снега, льда. Сходни приемных мостков имеют пребристую поверхность или поперечные рейки, предотвращающие скольжение обслуживающего персонала.
34. Устьевое оборудование включает противовыбросовое оборудование и специальное устьевое оборудование для проведения работ с испытателем пластов.
Противовыбросовое оборудование состоит из превенторов различного типа (плашечных, универсальных, вращающихся) с механизмами дистанционного и ручного управления, системы трубопроводов обвязки с задвижками и кранами высокого давления.
35. Устьевое оборудование обеспечивает:
быструю и надежную герметизацию устья скважины при спущенном в скважину бурильном инструменте и без него;
разрядку скважины при повышении давления путем стравливания флюида через выкидные трубопроводы при закрытых превенторах;
замену газированной пластовой жидкости в скважине прямой и обратной циркуляцией на промывочную жидкость с соответствующими параметрами,
контроль давления в скважине при закрытых превенторах;
отвод газа или пластовой жидкости на безопасное расстояние от устья скважины;
движение инструмента в скважине при герметизированном устье.
36. Схема обвязки устья скважины и тип превентора соответствуют требованиям, предусмотренным в техническом проекте и геолого-техническом наряде на строительство скважины.
Выкидные трубопроводы от превенторов направляют по прямой линии в противоположные стороны, оборудуют резервной и рабочей задвижками высокого давления, а между ними устанавливают манометр с предельным давлением на 50 % выше ожидаемого.
37. Специальное устьевое оборудование – устьевая головка неподвижного (или вертлюжного) типа или цементировочная головка – свинчивается с верхней бурильной трубой. Головка с помощью гибких шарниров-угольников соединяется быстросъемными гайками с металлическим манифольдом, который жестко закрепляется опорами с элементами буровой установки во избежание вибрации трубопровода в процессе испытания пласта.
Диаметр выкидной линии (манифольда) соответствует диаметру ствола устьевой головки и диаметру выкида превентора.
38. Дополнительный трубопровод от крестовины выводят из-под пола буровой установки и заканчивают быстросъемным соединением, которое закрыто заглушкой в процессе бурения скважины. Крестовина обвязана задвижками высокого давления, перекрывающими поток жидкости в дополнительный трубопровод для отвода поступающей жидкости из пласта в специальную емкость. Длина трубопровода для отвода жидкости в нефтяных скважэинах не менее 30 м, для газовых и разведочных скважин – не менее 100 м.
39. В начале спуска ИПТ в скважину устьевую головку с манифольдом опрессовывают с помощью цементировочного агрегата на полуторакратное давление по сравнению с ожидаемым пластовым. После опрессовки гибкого манифольда задвижки на боковых отводах провентора закрываются, открывают кран на устьевой головке и на блоке задвижек для контроля притока жидкости из пласта по выходу из шланга, опущенного под уровень воды в емкость.
6. Выбор и подготовка испытательного оборудования
40. Комплексы ИПТ и их компоновки подбирают в зависимости от следующих факторов:
условий и режимных задач, указанных в плане работ;
диаметра и глубины скважины;
испытаний в открытом стволе или обсадной колонне;
опоры на забой или упора на стенки скважины;
испытания с одним пакером или с селективным разобщением, в одноцикловом или многоцикловом режиме вызова притока флюида.
В полную компоновку комплекса ИПТ «снизу-вверх» входят:
опорный башмак или якорь;
толстостенный патрубок с манометром и уравнительным устройством;
нижний пакер;
фильтр;
патрубок с манометром;
верхний пакер;
безопасный замок;
пробоотборник;
гидравлический ясс;
испытатель пластов;
запорный клапан;
компенсатор;
циркуляционный клапан или сливной клапан;
бурильные (насосно-компрессорные) трубы;
устьевая головка.
Конструктивные особенности комплексов описаны в соответствующих руководствах по эксплуатации.
41. Подготовку комплексов ИПТ проводят на базе производственного обслуживания производителя работ с соблюдением требований, изложенных в технических описаниях и руководствах по эксплуатации ИПТ.
42. Компоновка ИПТ включает циркуляционный клапан, обеспечивающий восстановление циркуляции бурового раствора в любой момент операции по испытанию скважины.
Компоновка ИПТ имеет составные части (узлы), обеспечивающие двойное перекрытие притока флюида из пласта (клапан ИПТ и запорный клапан).
43. Скважинные манометры готовят к работе согласно руководству по эксплуатации приборов. Количество глубинных манометров и места их установки в компоновке ИПТ выбирают согласно принятой технологической схеме испытания объектов.
7. Проведение технологической операции по испытанию скважины испытателями пластов на трубах
44. Технологическую операцию по испытанию скважины проводят с соответствии планом организации работ. Продолжительность испытания в открытом стволе планируется с учетом времени безопасного пребывания испытательного инструмента на забое скважины.
Технологические схемы предусматривают одно-, двух - и многоцикловые отборы пластового флюида из пласта и закрытия скважины для регистрации восстановления пластового давления.
45. Режимы испытания устанавливает геологическая служба недропользователя, согласовывает с производителем работ и фиксирует в плане организации работ по испытанию.
|
Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 4 5 6 |
